Netze Mittelbaden: Herausforderungen durch Energiewende-Trends

Evaluation von Netzausbau-Strategien und netzbetrieblicher Verbesserungen

Netze Mittelbaden gehen davon aus, dass sich die teilweise heute schon hohe Dichte an PV-Anlagen in ihrem Verteilnetz zukünftig weiter erhöhen wird. Für diesen Fall brauchen sie geeignete Strategien, um die zusätzliche Solarenergie optimal und vor allem kostengünstig ins Stromnetz zu integrieren. Doch die Auswahlmöglichkeiten für Netzausbau oder SmartGrid-Alternativen sind komplex und vielschichtig. Statische Berechnungsmodelle bilden die Realität nur unzureichend ab. In einem Projekt mit Adaptricity wurden deshalb geeignete Netzausbau-Strategien sowie netzbetriebliche Optimierungen evaluiert.

Im Zentrum des Projekts stand ein Netzgebiet von Netze Mittelbaden in Durbach, das mit mehr als 270kWp schon heute eine hohe Dichte an PV-Anlagen aufweist und in dem ein weiterer PV-Zubau in naher Zukunft wahrscheinlich ist. Um sich einen allgemeinen Überblick über den aktuellen Netzzustand zu verschaffen, wurden in einem ersten Schritt alle Haushalte und bestehenden dezentralen Erzeugungsanlagen im Netzgebiet, insgesamt 3 Ortsnetztrafos (mit einer Netzlast von derzeit 1.75 MW, einer dezentralen Einspeisung von 270kWp Photovoltaik und 80kWp BHKW) in der SmartGrid-Plattform Adaptricity.Sim modelliert. Zeitreihen-basierte Jahressimulationen geben einen präzisen Überblick über die Verteilung der Belastungen und der Spannungsniveaus im Netz über ein Referenzjahr. Von besonderer Bedeutung war vor allem die Belastung der drei im Netzgebiet vorhandenen Ortsnetztransformatoren. Für diese ließ sich anhand der Simulationen erkennen, dass Transformatorbelastung sowie Spannungswerte im angeschlossenen Niederspannungsnetz aktuell im akzeptablen Bereich sind. Allerdings teilen sich sowohl die Lasten, als auch die bereits vorhandene PV-Einspeisungen sehr ungleichmäßig und somit schlecht auf. Wird nun angenommen, dass die Anzahl an PV-Anlagen im Netzgebiet weiter stark zunimmt, stellt sich die Frage, wie sich dies auf das Netz auswirken wird. Um dies zu beantworten, wurden über Adaptricity verschiedene Zukunftsszenarien simuliert, wobei der Zuwachs von PV-Anlagen schrittweise gesteigert wurde – bis hin zum Maximalszenario von einer PV-Anlage pro Hausanschluss.

 «Die Wahl der richtigen Netzplanungsstrategie ist für uns im Hinblick auf eine erfolgreiche Energiewende entscheidend. Zeitreihenbasierte Netzsimulationen unterstützen uns dabei, die Herausforderungen im Netzbetrieb zu analysieren und die zahlreichen technischen Lösungsoptionen von Netzoptimierung, über konventionellen Netzausbau bis hin zu SmartGrid-Alternativen mit wenig Aufwand auf ihre Eignung im konkreten Einzelfall hin zu überprüfen. Nur so wird ein Optimum aus Technik und Kosten auf Dauer zu erreichen sein, da Fehlinvestitionen vermieden werden.»

Stefan Huber, Leiter Asset Management Netze Mittelbaden

Erfahrungsgemäss werden in erster Linie die Transformatoren belastet, wenn immer mehr Haushalte PV-Anlagen anschließen. Die Simulationen bestätigen, dass bei einem zunehmenden Anstieg der PV-Anlagenzahl im ausgewählten Verteilnetz Engpässe bei den Transformatoren eintreten. Insbesondere bei einem der drei Transformatoren im Betrachtungsbereich zeichnen sich zukünftig kritische Spitzenbelastungen von bis zu 150% an sonnigen Tagen ab (vgl. Abb. 1). Um eine allzu schnelle Alterung des Transformators und einen kostenintensiven Trafo-Ersatz zu vermeiden, müssen seitens Netze Mittelbaden geeignete Massnahmen ergriffen werden.

Abb.1: Transformatorbelastung heute und bei anhaltendem PV-Ausbau (Szenario)

 

Analyse zukünftiger Herausforderungen durch Photovoltaik 

Wenn es darum geht, den zukünftigen Netzbetrieb trotz deutlich höherer PV-Einspeisung, bis zu 6-mal mehr als heute, optimal zu planen und einen allfälligen Netzausbau möglichst gut dimensioniert und kosteneffizient zu gestalten, bieten zeitreihen-basierte Netzsimulationen und Netzanalysen entscheidende Vorteile. Über die Vorhersage des zukünftigen Netzzustands hinaus kann auf Basis der Simulationen evaluiert werden, welche Optimierungs- oder Ausbau-Strategie für den konkreten Fall am besten geeignet ist. Netze Mittelbaden stehen zur Vermeidung einer kritischen Transformatorbelastung verschiedene Lösungsstrategien zur Verfügung. Adaptricity hat sie dabei unterstützt, alle zur Diskussion stehenden Varianten zu evaluieren und die effektivste und gleichzeitig kostengünstigste zu identifizieren:

Ersetzen des vorhandenen Transformators

Die herkömmlichste Variante wäre, den vorhandenen, dann stark überlasteten Transformator durch ein Modell mit höherer Nennleistung zu ersetzen. Dadurch könnte die vermehrte PV-Einspeisung in Zukunft gut gehandhabt werden. Gleichzeitig ist diese Lösungsstrategie jedoch auch mit hohen Kosten verbunden, da ein an sich funktionstüchtiger Transformator ersetzt würde. Zudem könnten Bestandsgebäude in einem solchen Fall zusätzliche Be-/Entlüftungseinrichtungen erfordern.

Klassischer Netzausbau

Ein klassischer Netzausbau, im Sinne von mehr Leitungsquerschnitt, macht im Versorgungsgebiet der beschriebenen Situation ebenfalls wenig Sinn, da die primäre Schwachstelle der Transformator ist. Selbst bei einem starken Zubau von PV-Anlagen liegt die maximale Leitungsbelastung lediglich bei 83%.

Regelbare Ortsnetztransformatoren

Da anhand der Simulationen mit Adaptricity.Sim schon früh ersichtlich wurde, dass ein zukünftiger Netzengpass im ausgewählten Netzgebiet in Form einer zu hohen Transformatorbelastung auftritt und keine Spannungsprobleme zu beherrschen wären, stellt der Einsatz eines regelbaren, ansonsten aber gleich dimensionierten Ortsnetztrafos (rONT) im vorliegenden Fall ebenso keine sinnvolle Ausbaustrategie dar.

Abregelung der PV-Einspeisung

Eine weitere Möglichkeit, die zukünftige Belastung des Transformators zu reduzieren, ist die Abregelung der PV-Einspeisung. Mit einer verhältnismässig starken Abregelung von ca. 6% der produzierbaren Solarenergie könnte ebenfalls die Stromversorgungssicherheit im Falle eines PV-Zubaus auf einem hohen Niveau gewährleistet werden.

Optimierung der Netztopologie

Dank der realitätsnahen Simulationen mit Adaptricity.Sim wird das modellierte Gesamtnetz komplett mit allen Gegebenheiten bis auf die Ebene Hausanschluss betrachtet. Im Falle des ausgewählten Netzgebiets konnte so aufgezeigt werden, dass im Gegensatz zum betroffenen Transformator, die maximale Spitzenlast der anderen beiden im Netz stationierten Transformatoren auch im Falle eines starken PV-Zubaus lediglich bei etwa 64% läge.

Mit dieser Grundlage wurde im nächsten Schritt simuliert, inwiefern sich die Transformatorbelastung verändert, wenn die existierende Netztopologie neu konfiguriert, sprich anders verschaltet, wird. Dazu wurden verschiedene Netzszenarien simuliert, in denen jeweils unterschiedliche Anteile der Last des problematischen Transformators auf die beiden übrigen Transformatoren verteilt wird. Auf diese Weise konnte letztendlich die am besten passende Lastverteilung im Netz ermittelt werden (vgl. Abb. 2). Daraus ergab sich, dass das Netzgebiet allein durch die Veränderung der Netztopologie 17% mehr Solarenergie aufnehmen kann. Gleichzeitig müsste Netze Mittelbaden mit dieser optimierten Netztopologie nur etwas weniger als 1% der produzieren Solarenergie abregeln, um das Netz im sicheren Bereich zu betreiben. Zudem würde die Transformatorbelastung dabei die nominelle 100%-Grenze nie übersteigen.

 

Abb. 2: Optimierung der Netztopologie

 

Infolge einer allfälligen Veränderung der Netztopologie ergeben sich an vereinzelten Stellen neu lokale Spannungsprobleme. Deshalb wurde zusätzlich noch eine Verschiebung des Transformators selbst in Betracht gezogen. Die detaillierten Analysen aller Gegebenheiten haben daraufhin gezeigt, dass eine optimale Verteilung der Lasten dann erzielt wird, wenn sowohl die Netztopologie, sowie auch der Standort des Transformators verändert wird. Die Transformatorbelastung bleibt dabei im unkritischen Bereich und die maximale Spannungsspitze (1.11 pu) kann schon mit einer sehr milden PV-Abregelung auf die laut EN50160 akzeptable Grenze von 1.10pu reduziert werden (vgl. Abb 3).

Abb. 3: Vergleich verschiedene Ausbauvarianten


Fazit

Die Wahl der richtigen Netzplanungs-Strategie kann bei immer dynamischeren Netzbelastungen zur Herausforderung werden. Im Projekt mit Netze Mittelbaden wurde gezeigt, dass zeitreihenbasierte Netzsimulationen ein effektiver Ansatz sind, um die unzähligen Möglichkeiten von Netzoptimierung und Netzausbau mit verhältnismässig wenig Aufwand zu evaluieren und gegeneinander abzuwägen. Gleichzeitig haben die Ergebnisse auch bestätigt, dass es nicht immer klassischen Netzausbau braucht, um mit der steigenden Einspeisung von erneuerbaren Energiequellen ins Netz umzugehen. In vielen Fällen kann bereits die Optimierung der vorhandenen Netzinfrastruktur im täglichen Netzbetrieb eine merkliche Verbesserung bringen und einen andernfalls notwendigen konventionellen Netzausbau vermeiden helfen.
Ähnlich wie bei Erzeugungsanlagen (Photovoltaik) wird die Methode auch für neue, zusätzliche Lasten (Elektromobilität) gut einsetzbar sein. Wichtige Voraussetzung hierfür sind die Lastprofile solcher Anwendungsfälle, die derzeit in verschiedenen Forschungs- und Pilotprojekten untersucht werden.

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